Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ГЭС-10 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ГЭС-10 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и 0,2S по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (14 точек измерений).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325L, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера.
3-й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК по корпоративной сети передачи данных Ethernet филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УССВ-35НУ8, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-35НУ8. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 16 мс, корректировка времени выполняется при расхождении времени более чем на ± 1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков типа А1800 с временем УСПД выполняется каждые 30 мин. при сеансе связи УСПД со счетчиком, и корректировка времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиком более чем на ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает предел допускаемой абсолютной погрешности измерения текущего времени, равный 5 с/сут.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС Генератор-1 | ТЛП-10-1 2000/5 Кл. т. 0,2S Зав .№4059 ЗавЛа 4062 ЗавЛа 4065 | UGE 10 10000:V3/100:>/3 Кл. т. 0,2 ЗавЛо 08-014807 ЗавЛ» 08-014782 ЗавЛа 08-014785 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 ЗавЛа 01168576 | УСПД RTU-325L ЗавЛа 004532 | Активная, реактивная | ±0,6 ±1,2 | ±1,5 ±2,8 |
| 2 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС Генератор-2 | ТЛП-10-1 2000/5 Кл. т. 0,2S ЗавЛ» 4056 ЗавЛа 4058 ЗавЛа 4064 | UGE 10 10000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 ЗавЛ» 08-014781 ЗавЛа 08-014812 ЗавЛ® 08-014761 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 ЗавЛа 01168575 |
| 3 | ГЭС-10 Каскад 1Вуоксинских ГЭС Генератор-3 | ТЛП-10-1 2000/5 Кл. т. 0,2S ЗавЛа 4067 ЗавЛа 4070 Зав.№4073 | UGE 10 1OOOO:V3/1OO:V3 Кл. т. 0,2 ЗавЛо 08-014760 ЗавЛа 08-014796 ЗавЛо 08-014780 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 ЗавЛа 01168578 |
| 4 | ГЭС-10 Каскад 1Вуоксинских ГЭС Генератор-4 | ТЛП-10-1 2000/5 Кл. т. 0,2S ЗавЛа 4061 ЗавЛа 4063 Зав .№4057 | UGE 10 10000:л/3/100:л/3 Кл. т. 0,2 ЗавЛо 08-043995 ЗавЛа 08-043994 ЗавЛа 08-043996 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 ЗавЛа 01168573 |
| 5 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС ЛС-6 | KOTEF 126 600/5 Кл. т. 0,2S ЗавЛа 477022 ЗавЛа 477024 ЗавЛа 477025 | KOTEF 126 11OOOO:V3/1OO:a/3 Кл. т. 0,2 ЗавЛа 477022 ЗавЛа 477024 ЗавЛа 477025 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 ЗавЛа 01168832 | Активная, реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,2 ±4,7 |
| 6 | ГЭС-10 Каскад 1Вуоксинских ГЭС ЛС-9 | KOTEF 126 600/5 Кл. т. 0,2S ЗавЛа 477026 ЗавЛа 477027 ЗавЛа 477028 | KOTEF 126 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 ЗавЛа 477026 ЗавЛа 477027 ЗавЛа 477028 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,58/1,0 ЗавЛа 01168810 |
| 7 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС Т-5 (ЛЛСГ-1) | ТЛО-Ю 600/5 Кл. т. 0,5S ЗавЛо 12972 ЗавЛо 12970 ЗавЛо 12980 | UGE 10 10000:л/з/100:^3 Кл. т. 0,5 ЗавЛа 08-014821 ЗавЛа 08-014820 ЗавЛа 08-014822 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 ЗавЛа 01168849 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,2 |
| 8 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС ТМН-4 | ТЛП-10-1 600/5 Кл. т. 0,5S ЗавЛ» 14597 ЗавЛо 14595 Зав.№ 14596 | UGE 10 10000:л/3/100:д/3 Кл. т. 0,5 ЗавЛа 08-014816 ЗавЛа 08-014846 ЗавЛа 08-014872 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 ЗавЛа 01168819 |
Продолжение таблицы 1
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 9 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС СВ-1 | ТПОЛ-Ю-З 300/5 Кл. т. 0,5S Зав .№ 7234 Зав.№ 7376 Зав.№ 7235 | UGE 10 10000:V3/100:>/3 Кл. т. 0,2 Зав .№ 08-014807 Зав.№ 08-014782 Зав_№ 08-014785 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 01197981 | УСПД RTU-325L Зав№» | Активная, реактивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,3 ±6,1 |
| 10 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС ЛС-10 | KOTEF 126 600/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 477029 Зав .№477021 Зав.№ 477030 | KOTEF 126 110000:^3/100:>/3 Кл. т. 0,2 Зав.№ 477029 Зав №“477021 Зав.№ 477030 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 01168720 | Активная, реактивная | ±0,8 ±1,6 | ±2,2 ±4,7 |
| 11 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС ЛС-13 | KOTEF 126 600/5 Кл. т. 0,2S Зав_№ 477033 Зав477032 Зав .№477035 | KOTEF 126 110000:>/3/100:>/3 Кл. т. 0,2 Зав.№ 477033 Зав.№ 477032 Зав№° 477035 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l ,0 Зав.№ 01168746 |
| 12 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС ТСН-1 | ТНШЛ-0,66 1000/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 8000718 Зав.№ 8000758 Зав.№ 8000759 | - | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 За⹓ 01168682 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,3 ±6,1 |
| 13 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС ТСН-2 | ТНШЛ-0,66 1000/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 8000712 Зав.№ 8000713 Зав.№ 8000715 | - | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 01168676 |
| 14 | ГЭС-10 Каскад 1 Вуоксинских ГЭС ТСН-3 | Т-0,66 400/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 123727 Зав.№ 123775 Зав.№ 123799 | - | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 01168611 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 +1,02) ином; ток (1 ч- 1,2) Ihom, cos<p = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) Uhom; ток (0,02ч- 1,2) 1ном;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до +70°С, для счетчиков от минус 40 до + 60 °C; для сервера и УСПД от +10 до +35 °C;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +30 °C;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика,
- УСПД,
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-10 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ГЭС-10 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-10 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2010 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Альфа А1800 - в соответствии с документов МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Приемник сигналов точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГЭС-10 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
